聂光辉，罗文，陈清正，孟庆飞，宋志浩(中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452)

1 油田传统单筒双井技术使用

1.1 传统单筒双井特点

渤海某油田二期开发井中使用的是传统的单筒双井技术，表层套管下入深度平均245 m。先用常规定向钻具组合造斜，后下扩眼器扩眼，然后井筒中下入2口井的表层套管，最终采用体积排代法对长短管进行固井作业[1]。

1.2 传统单筒双井程序

程序如下(以开路井口为例)：(1)组合一开16”马达造斜钻具组合，定向钻进至设计深度，循环垫稠浆，起钻至井口。(2)组合扩眼钻具，将16”井眼扩大至30”，循环后起钻至井口。(3)安装单筒双井初始井口头，做下13-3/8”套管准备。(4)先下入13-3/8”套管长管，后下短管(因考虑下一开定向井造斜防碰问题，两井套管鞋深度错开30～50 m，管鞋较深的即为长管，浅的为短管)，可防止井壁坍塌和套管相互打扭。(5)起甩送入工具(本油田套管设计为芯轴式悬挂器悬挂于井口)。(6)接固井管线，固井作业，在长套管上安装水泥头，水泥同时封固长短套管。

1.3 传统单筒双井作业缺点

传统单筒双井技术作业时，使用大尺寸扩眼器所钻轨迹井斜难以控制，同一槽口两口井轨迹方位的不同带来的表层套管下深受限：(1)表层钻进时只能采用开路钻进，井眼容积较大，清洁困难，固井水泥使用量大；(2)一开定向钻进后，扩眼导致轨迹井斜下降严重；(3)表层套管下深受两口井轨迹变化影响，表层套管下入浅，存在井控风险，对于大位移井或深井有时需采用非标井身结构；……